核电站汽轮发电机组与供汽系统的功率匹配
田湾核电站2x1000MW机组热力系统介绍
田湾核电站2x1000MW机组热力系统介绍
田湾核电站2x1000MW机组热力系统介绍
1．总体介绍
田湾核电站厂址位于江苏省连云港市东北部连云区高公岛乡田湾村，东临黄海，西南距连云港市新浦区直线距离约28公里，西北距连云港市连云区中心约11公里，北与连云港码头隔山相对，直线距离约5公里。
1.1 电厂规模
田湾核电厂规划容量为4台1000MW级核动力发电机组，一次规划分期建设。第一期工程建设两台俄罗斯设计制造的WWER-1000/428/AES-91型压水堆核动力发电机组。每台机组由额定热功率为3012MW的WWER-1000/428/AES-91型反应堆装置、K-1000-60/3000改进型汽轮机及TBB-1000-2YZ型发电机组成。核电站主要由反应堆、一回路系统、二回路系统和辅助系统组成。
1.2 机组主要参数
田湾核电厂一期工程采用AES-91型核动力发电机组,它是在具有多年运行经验的WWER-1000/320型压水堆核动力发电机组的基础上改进设计和制造的。反应堆为V428型压水堆，汽轮机为带有中间汽水分离和单级再热蒸汽的K-1000-60/3000型汽轮机，与汽轮机相配的是由“Electrosila”工厂生产的直驱式TBB-1000-2Y3型发电机。
汽轮机与WWER-1000型压水堆配套运行，压水堆热功率为3012MW，汽轮机采用饱和蒸汽。
AES-91型核动力发电机组主要设计参数：
田湾核电厂新建工程安装两台ЛМЗ生产的额定功率为1000MW、全速、单轴（一个双流高压缸和4个双流低压缸）、八排
汽、中间去湿再热机组。
主要技术参数如下∶
汽轮机额定转速 3000 rpm
核岛提供蒸汽供应系统热功率能力 3012 MW 汽轮机额定功率 1060 MW
高压缸阀前新蒸汽的额定绝对压力 5.88 MPa
高压缸阀前新蒸汽的额定温度 274.3℃
高压缸阀前新蒸汽的最大温度 293.6℃
百万机组核电站汽轮机房采暖系统的热负荷计算
龙源期刊网
百万机组核电站汽轮机房采暖系统的热负荷计算
作者：黄挺
来源：《中国科技纵横》2012年第22期
摘要：本文并以我国寒冷地区某核电站汽轮机房为例，详细计算常规岛采暖热负荷值，以此得出百万机组核电站常规岛采暖热负荷值，为我国今后寒冷地区核电站常规岛采暖技术提供了借鉴和参考。
关键词：核电站 汽轮机房 热负荷
该核电站由于地处北方寒冷地区，冬季相对比较寒冷，具有冰冻期，其气象参数见表0-1，根据[1]的规定，厂房需要设置采暖（见表1）。
常规岛作为核电内最重要的厂房之一，对于它的采暖设计就显得极为重要。而作为采暖系统设计最基本的负荷计算就成为了，第一需要进行的工作。
1、负荷计算
常规岛厂房各围护结构详细参数条件如下：
外墙：基本采用300mm厚页岩空心砖，导热系数≤0.58W/m℃，11.0m以上外墙采用带保温的双层镀铝锌压型钢板，保温层采用100mm厚超细玻璃丝棉卷毡（带单面加筋铝箔包装，并且满粘），导热系数≤0.038W/m℃；
外窗：塑钢单框双层中空玻璃，传热系数3.49W/m2℃；
外门：钢制保温门，传热系数4.25W/m2℃；
屋面：汽机房屋面为带保温的双层镀铝锌压型钢板，保温层采用100mm厚超细玻璃丝棉卷毡（带单面加筋铝箔包装，并且满粘），导热系数≦0.038W/m℃；C-1/C跨之间P屋面为钢筋混凝土屋面，并采用100mm厚聚苯板保温层，导热系数≦0.042W/m℃；
地面：不保温地面，传热系数K值采用地带法参考[2]表2-10；
厂房设计计算温度：5℃
按照[3]的要求，主厂房供暖热负荷的计算应包括两项内容--围护结构的基本耗热量和围护结构附加耗热量： 龙源期刊网
核电站的主要构成和作用
核电站的主要构成和作用
核电站以核反应堆来代替火电站的锅炉，以核燃料在核反应堆中发生特殊形式的“燃烧”产生热量，使核能转变成热能来加热水产生蒸汽。利用蒸汽通过管路进入汽轮机，推动汽轮发电机发电，使机械能转变成电能。
核电站的主要构成是核反应堆、主泵、稳压器、蒸汽发生器、安全壳、汽轮发电机和危急冷却系统等。
1.核反应堆，又称为原子反应堆或反应堆，是装配了核燃料以实现大规模可控制裂变链式反应的装置。
2.主泵的功用是把冷却剂送进堆内，然后流过蒸汽发生器，以保证裂变反应产生的热量及时传递出来。
3.稳压器，又称压力平衡器，是用来控制反应堆系统压力变化的设备。
4.蒸汽发生器的作用是把通过反应堆的冷却剂的热量传给二次回路水，并使之变成蒸汽，再通入汽轮发电机的汽缸作功。
5.安全壳用来控制和限制放射性物质从反应堆扩散出去，以保护公众免遭放射性物质的伤害。 6.汽轮机，核电站用的汽轮发电机在构造上与常规火电站用的大同小异，所不同的是由于蒸汽压力和温度都较低，所以同等功率机组的汽轮机体积比常规火电站的大。
7.危急冷却系统，为了应付核电站一回路主管道破裂的极端失水事故的发生，近代核电站都设有危急冷却系统。
压水堆核电站的发电原理
压水堆核电站的发电原理
核燃料在反应堆内发生裂变而产生大量热能，再被高压水把热能带出，在蒸汽发生器内产生蒸汽，蒸汽推动汽轮机带动发电机发电。
一回路反应堆堆芯因核燃料裂变产生巨大的热能，由主泵泵入堆芯的水被加热成327度、155个大气压的高温高压水，高温高压水流经蒸汽发生器内的传热U型管，通过管壁将热能传递给U型管外的二回路冷却水，释放热量后又被主泵送回堆芯重新加热再进入蒸汽发生器。水这样不断地在密闭的回路内循环，被称为一回路。
二回路蒸汽发生器U型管外的二回路水受热从而变成蒸汽，推动汽轮发电机做功，把热能转化为电力：做完功后的蒸汽进入冷凝器冷却，凝结成水返回蒸汽发生器，重新加热成蒸汽。这样的汽水循环过程，被称为二回路。
三回路三回路使用海水或淡水，它的作用是在冷凝器中冷却二回路的蒸汽使之变回冷凝水。
什么是核燃料?
核燃料是可在核反应堆中通过核裂变产生核能的材料，是铀矿石经过开采、初加工、铀转化、铀浓缩，进而加工成核燃料元件。
压水堆核电站用的是浓度为3%左右的核燃料（铀一235）。大亚湾核电站的核反应堆内有157个核燃料组件，每个组件由1717根燃料棒组成。燃料棒由烧结二氧化铀芯块装入锆合金管中封焊构成。一个燃料组件中有一束控制棒，控制核裂变反应。
利用核能生产电能的电厂称为核电厂。由于核反应堆的类型不同，核电厂的系统和设备也不同。压水堆核电厂主要由压水反应堆、反应堆冷却剂系统（简称一回路）、蒸汽和动力转换系统（又称二回路）、循环水系统、发电机和输配电系统及其辅助系统组成，其流程原理如图2.1所示。通常将一回路及核岛辅助系统、专设安全设施和厂房称为核岛。二回路及其辅助系统和厂房与常规火电厂系统和设备相似，称为常规岛。电厂的其他部分，统称配套设施。实质上，从生产的角度讲，核岛利用核能生产蒸汽，常规岛用蒸汽生产电能。
反应堆冷却剂系统将堆芯核裂变放出的热能带出反应堆并传递给二回路系统以产生蒸汽。通常把反应堆、反应堆冷却剂系统及其辅助系统合称为核供汽系统。现代商用压水堆核电厂反应堆冷却剂系统一般有二至四条并联在反应堆压力容器上的封闭环路（见图2.2）。每一条环路由一台蒸汽发生器、一台或两台反应堆冷却剂泵及相应的管通组成。一回路内的高温高压含硼水，由反应堆冷却剂泵输送，流经反应堆堆芯，吸收了堆芯核裂变放出的热能，再流进蒸汽发生器，通过蒸汽发生器传热管壁，将热能传给二回路蒸汽发生器给水，然后再被反应堆冷却剂泵送入反应堆。如此循环往复，构成封闭回路。整个一回路系统设有一台稳压器，一回路系统的压力靠稳压器调节，保持稳定。
福清核电首台汽轮发电机投盘车的实践经验
福清核电首台汽轮发电机投盘车的实践经验
摘要:汽轮发电机组首次投盘车,是指在机组安装工作结束后,轴系精找中并完成铰孔连接,主控室主辅盘车控制程序测试完毕,然后汽轮发电机组油系统投运,机组轴系顶起高度调整合格,依次分别投运机组辅助盘车和主盘车装置。在主盘车装置投运后,就地检查无异常,盘车转速及系统重要参数监测正常,则标志着汽轮发电机组首次投盘车成功实现。该节点的实现,标志着汽轮发电机组主体安装工作结束,也标志着工程建设重点由安装阶段转移至调试阶段。本文以福清核电首台汽轮发电机组首次投盘车为例,对投盘车过程中的一些经验进行阐述。
关键词:福清核电 首台 投盘车 实践 经验
福清核电1#机汽轮发电机组,由东方电气股份有限公司整体供货,汽轮机型式为:单轴三缸四排汽、冲动凝汽式、中间汽水分离二级再热机组。该机组投盘车前需完成的主要工作有:汽轮机扣盖、发电机穿转子、高中压缸汽管道安装、高中压缸六次负荷分配、基础弹簧释放、轴系精找中、轴系对轮铰孔连接、辅助盘车试运、主盘车空载试运、系统油冲洗等。首次投盘车时,先投运GGR(汽轮机润滑油、顶轴油和盘车系统)交流油泵和顶轴油泵,系统运行正常后调整轴系顶起高度满足厂家技术要求,再投运辅助盘车装置,轴系以5 rph连续运转,就地检查及主控监视无异常后,停运辅助盘车装置,投运主盘车装置,轴系以8 rpm连续运转。 1 盘车装置功能
1.1 预防转子弯曲
盘车装置主要在机组启动前和停机后使用。一般在机组经过大修后,转子长时间静止会使其自身产生一定的弯曲,这种状态的转子如果直接冲转,可能会导致振动超标、烧瓦、轴颈磨损等事故,因此,在启机前通过长时间盘车将转子充分预热,使其消除静挠度及内在应力。机组停机后,由于转子、汽缸等都处于热状态,此状态下静止,会导致转子产生塑性变形,待部件冷却后,这种变形就很难消除了,因此,机组停机后需要连续投盘车,直至机组温度达到检修标准才能停盘车。
向心式汽轮机在大型铜冶炼厂余热利用系统中的应用
向心式汽轮机在大型铜冶炼厂余热利用系统中的应用 -
1 前言
回收利用工业余热是节约能源、保护资源、保护环境的重要措施。有色金属企业中的大型铜冶炼厂是从铜精矿熔炼至电解铜生产的企业，在生产工艺过程中，有大量的余热可 以利用。各种冶金炉窑产生的高温烟气热值占总入炉热值的30～50%，甚至更多。有效选用这部分热量已成为生产工艺先进性的标志之一。
在铜冶炼厂高温烟气蒸汽回收系统中，通常采用轴流式多级背压或凝汽机组来实现能量回收。而自八十年代以来，向心式汽轮机异军突起，与轴流式汽轮机相比，它具有高效、紧凑、简单、可靠等优点。在国外石油、化工、制药、制糖、纺织、印染等领域已有了广阔的用武之地。在国内石油、化工、电力部门业已有应用。本文将讨论向心式汽轮机在铜冶炼厂余热系统中应用的经济性、技术性，旨在尚无用户的有色冶金行业余热利用系统中推广使用。
2 铜冶炼厂余热资源
本文着重讨论大型铜冶炼厂余热利用系统。世界上，45%以上的铜冶炼厂是采用闪速熔炼工艺，而我国的二座大型铜冶炼厂也都是采用闪速熔炼工艺。在整个生产工艺过程中 ，产生高温烟气的主要设备有：闪速熔炼炉，转炉吹炼炉和阳极炉等等，这些冶金炉所产生的高温烟气性质见表1。
表1 冶金炉高温烟气性质
设备名称
烟气温度(℃)
烟气性质
闪速熔炼炉
1200～1350
含尘量大 烟气连续 有腐蚀性
转炉吹炼炉
800～900
含尘量大 烟气间断 有腐蚀性
阳 极 炉
1100～1300
含尘量较小 烟气间断
这些高温烟气中往往含有大量的烟尘和二氧化硫，烟尘的粘结性很强，烟气对金属又具有腐蚀性，故回收这部分烟气热量难度大，技术含量高。除阳极炉外(阳极炉因烟气含尘量 小，可采用空气换热器回收余热)，通常回收这部分烟气热量只能用余热锅炉。考虑到余热锅炉运行压力过低，受热面的壁温低于硫酸露点温度时，烟气中的三氧化硫与水蒸汽结合产生硫酸凝结在管壁上，使受热面受到腐蚀。所以在设计余热锅炉时，必须提高锅炉运行压力，使管壁温度高于硫酸露点温度，表2就是国内二家大型铜冶炼厂余热锅炉性能参数表。
百万核电汽轮机汽水分离再热器系统设计
百万核电汽轮机汽水分离再热器系统设计
摘要:结合百万核电汽轮发电机组工程技术设计,对百万核电汽轮机汽水分离再热器系统(GSS)作用、二级再热系统设计、疏水系统设计以及运行工况设计情况进行分析介绍。
关键词:汽水分离再热器MSR 分离再热器系统GSS 行波纹板式分离器 乏汽 新蒸汽
根据二代半核电站百万千瓦核电汽轮机技术设计情况,对于汽轮机汽水分离再热系统(GSS)系统功能、二级再热系统设计、疏水系统设计以及运行工况设计情况进行分析介绍如下。
1 系统功能简述
汽轮机汽水分离再热系统是核电汽轮机必不可少的一个重要环节。其目的是为了把末级叶片湿度控制在10％左右,从而中压/低压缸进汽必须带有一定的过热度。在常规火电机组中,为此一般是将高压缸的排汽送入锅炉中的再热器进行再热。而在核电机组中,情况就不一样。由于核电机组蒸汽发生器产生的蒸汽,一般为5MPa～7MPa压力的饱和蒸汽(湿度在0.25%以下),当蒸汽在核电汽轮机高压缸内膨胀到1.0MPa～1.5MPa时,其湿度已增加到10%～13%。如果蒸汽直接送到中压/低压缸继续膨胀做功,当其达到凝汽器压力时,排汽湿度将会p这样,就大大改善了汽轮机低压缸的工作条件,提高了汽轮机的相对内效率,防止和减少湿蒸汽对汽轮机零部件的腐蚀作用。
2 主要设备
汽水分离再热器(MSR)有汽水分离器和再热器两部分组成,其结构特点如下。
(1)汽水分离器:为人字行波纹板式分离器,是美、法、德、日等国广泛采用的型式。湿蒸汽流沿两块波纹形成的通道行进,不断改变流向。由于惯性作用,水滴冲撞在板上而被收集起来,这种分离器有较高的分离效率。
(2)再热器:翅片管再热器,分为一级再热器和二级再热器。翅片管加强了传热效果,提高了热效率,大大提高了蒸汽的热值。一级再热器的热源来自于乏汽,即高压缸抽汽,二级再热器热源来自于新蒸汽。
3 系统设计简析
汽水分离再热器系统由蒸汽供汽系统、抽气系统、疏水(排水)系统等子系统组成。
第七章 压水堆核电站的二回路系统及设备
126 第七章 压水堆核电站的二回路系统及设备
7.1 主蒸汽系统
主蒸汽系统将蒸汽发生器产生的新蒸汽输送到主汽轮机和其他用汽设备及系统。与主蒸汽系统直接相关的设备是：主汽轮机高压缸、汽轮机轴封系统(CET)、汽水分离再热器(MSR)、蒸汽旁路排放系统(GCT)、主给水泵汽轮机(APP)、辅助给水泵汽轮机(ASG)、除氧器(ADG)和蒸汽转换器(STR)。
三台蒸汽发生器顶部引出的三根外径为812.8mm主蒸汽管，分别穿过反应堆厂房(安全壳)；进入主蒸汽隔离阀管廊，并以贯穿件作为主蒸汽管在安全壳上的锚固点。穿过主蒸汽隔离阀管廊后进入汽轮机厂房，然后合并为一根外径为936mm的公共蒸汽母管，再将蒸汽引向各用汽设备和系统。如图7.1所示。
在主蒸汽隔离阀管廊中的每根主蒸汽管道上装有一个主蒸汽隔离阀，其下游安装了一个横向阻尼器。主蒸汽隔离阀上游的管道上装有7只安全阀，一个大气排放系统接头和一个向辅助给水泵汽轮机供汽的接头。大气排放系统接头和辅助给水泵汽轮机供汽接头之所以要接在主隔离阀的上游，是考虑到当二回路故障蒸汽隔离阀关闭时大气排放系统和辅助给水系统还能工作。
在主蒸汽隔离阀两侧还接有一条旁路管，其上装有一个气动隔离阀，在机组启动时平衡主蒸汽隔离阀两侧的蒸汽压力，并在主蒸汽管暖管时提供蒸汽。
在汽轮机厂房内，从蒸汽母管上引出四根631mm的管道与主汽轮机的四个主汽门相连，向汽轮机高压缸供汽。此外，从蒸汽母管两头还引出二条通往凝汽器两侧的蒸汽旁路排放总管。管上各引出6条通往凝汽器的蒸汽排放管，去主给水泵汽轮机、除氧器、蒸汽转换器、汽水分离再热器和轴封的供汽管。两条蒸汽排放总管由一根平衡管线连接在一起。
(1)主蒸汽隔离阀
主蒸汽隔离阀为对称楔形双闸板闸阀。正常运行时全开，但在收到主蒸汽管线隔离信号后能在5秒内关闭。
隔离阀的执行机构是一个与氮气罐相连的液压缸。氮气进入液压缸活塞的上部，其名义压力为198.bara。氮气的膨胀力使隔离阀关闭。为开启阀门，设有一套汽动油压泵液压系统，产生名义压力为329.bara液压油进入液压油缸活塞的下部，克服氮气的压力和开启阻力使阀门开启，见图7.2。快速关阀是由快速排泄液压油缸活塞下部的油液实现的。
核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析
中国电力教育2010年管理论丛与技术研究专刊662核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析王晗丁* 周 涛（华北电力大学核热工安全与标准化研究所，北京 102206）摘 要:通过对核电站与火电厂各自的再热郎肯循环，汽轮机的主蒸汽的压力、温度、湿度、流量等参数的比较，分析了在汽轮机设计及结构上，如气缸设置、级效率、末级叶片长度和通流部分冲蚀等的不同点。并分析比较了核电站与火电厂各自的热力系统，且归纳出不同点，提出了在借鉴常规火电热力系统计算时存在的难点，结合火电厂热经济性指标给出核电站发电能力评价指标。为提高核电汽轮机运行效率及核电厂发电效率提供借鉴。关键词：核电站；火电厂；汽轮机；热力系统；发电效率基金项目：本文系国家“973”计划项目 (项目编号：2007CB209800)，横向研究课题的研究成果。
*作者简介：王晗丁，男，华北电力大学核热工安全与标准化研究所硕士研究生。从能量转化角度看，核电站与火电厂都是将热能转换成电能,但核电站是利用反应堆所产生的核裂变能产生热能，这点与火电厂的锅炉不同。核电站一回路维持约16MPa的压力,反应堆出口冷却剂温度通常不超过330℃，在这样的冷却剂温度下,在蒸汽发生器中产生压力约6MPa的饱和蒸汽。而火电厂中的锅炉则是在过热器中加热主蒸汽的，蒸汽都处于过热状态，温度达540℃,其压力更是高于核电饱和蒸汽压力，从而使得核电站二回中的汽轮机主蒸汽参数较火电厂要低很多。虽然核电站的汽轮机、凝汽器、加热器等设备与火电厂基本相同，但由于主蒸汽参数等的差异，其汽轮机参数、热力系统及运行方式与火电厂都存在较大差异。一、热力循环比较大型火电站都采用蒸汽中间再热系统,其主要目的在于提高中、低压缸前蒸汽参数,从而提高大容量机组的热经济性；而对于压水堆核电站而言,采用再热的主要目的是提高蒸汽在汽轮机中膨胀终点的干度。汽水分离再热器的主要作用是除去高压缸排汽中的水分,并加热高压缸排汽,提高低压缸进汽的温度,使其具有一定的过热度，若不采取任何措施,当蒸汽膨胀至0.0049MPa时,其湿度将接近30%。 核电机组二回路和火电厂超临界机组再热郎肯循环如图1、图2所示，图1中的（3—4—5—1）阶段，为冷却剂吸热阶段，它与图2中火电厂工质的吸热阶段（3—4—5—6）相同。核电二回路的主蒸汽从蒸汽发生器出来后是饱和蒸汽，没有过热阶段，饱和蒸汽在高压缸中做功（1—a线段），到汽水分离再热器(a—d线段），然后进行再热（d—b线段），最后主蒸汽再到低压缸做功（b—2段）。火电机组的主蒸汽从过热器出来，是过热蒸汽，首先在汽轮机高压缸中做功（1—a线段），然后经再热器再热（a—b段），再到中低压缸继续膨胀做功（b—2段）。为了保障汽轮机组低压缸的安全运行,设置了中间汽水分离器及低压缸级间去湿机构,但末级叶片湿度仍接近20%,因此必须增加蒸汽中间再热装置,将蒸汽加热至过热,使末级叶片的湿度提高到11%。核电汽轮机内效率不单纯受蒸汽起始压力、温度的影响,蒸汽的湿度也会产生影响，湿度增加1%,内效率就要降低1%。表1是核电站与火电厂汽轮机主要参数比较： 表1 几种堆型核电汽轮机参数与超临界火电汽轮机参数对比参数单位AP1000EPR大亚湾984MW机组田湾1060MW机组1000MW超临界火电机组额定转速r·min-115001500300030003000蒸汽压力MPa5.537.556.755.8824蒸汽温度 ℃ 270.3291283.6268.1560蒸汽湿度%0.360.40.250.30.1蒸汽流量t/h67009216551758702740给水温度℃226.7230226217.6269排气压力kPa4.44.85.94.94.9净热耗率kj/kw·h9827.3971810128107187312末级叶长mm1250145094512001219汽缸只数1H+3L1H+3L1H+3L2L+1H+2L1H+1I+2L二、汽轮机设计和结构差异当前压水堆仍是我国核电堆型的重点,它产生的蒸汽压力在6～7MPa,湿度为0.25%～0.5%。由于核电站汽轮机使用了饱和蒸汽,因此参数相对于火电汽轮机来说有图1 核电站汽水分离再热郎肯循环 图2 火电厂机组再热郎肯循环
核能发电原理
核能发电原理
压水式反应堆核电站主要是由核蒸汽供应系统和汽轮发电机系统组成
（如下图）
压水式反应堆图解
1．反应堆堆芯内进行核裂变并稳定地释放热能。由于采用稳压器提高系统内的水压，一回路的水受热后不会沸腾。这些高压水随之将堆芯内产生的热能带走。
2．带热能的高压水经蒸汽发生器内数以千计的传热管，将热能传到管外二回路系统的水内。二回路系统与一回路系统是完全分隔的。 3．二回路水随即受热沸腾，变成蒸汽，然后推动汽轮发电机组产生电力。
4．蒸汽自汽轮机排出，被三回路的海水冷却后，再循环至蒸汽发生器加热。
什么是控制棒组件？
核反应堆的开、停和核功率的调节都由控制棒控制。控制棒内的材料能强烈吸收中子，可以控制反应堆内链式裂变反应的进行。控制棒也组装成组件的形式。反应堆不运行时，控制棒插在堆芯内。开堆时将控制棒提起，运行中根据需要调节控制棒的高度。一旦发生事故，全部控制棒会自动快速下落，使反应堆内的链式裂变反应停止。
什么是核燃料组件？
核电站的燃料是铀，其有效成分是其中的铀-235，含量为3%左右。核燃料被烧结成一个个圆柱状的二氧化铀陶瓷体芯块，叠装在用锆合金做成的包壳管中，做成一根根细长的燃料棒，再把这些燃料棒按一定规则组装成一个个燃料组件，就可供核电站使用。核电站的反应堆芯内有100多个这样的核燃料组件，总重量达几十吨。
什么是核蒸汽供应系统
核蒸汽供应系统是核电站中利用核能产生蒸汽的系统。它的作用相当于火电厂中的锅炉蒸汽系统，但它比锅炉蒸汽系统复杂得多。压力堆核蒸汽供应系统由核反应堆、蒸汽发生器、主循环泵、稳压器及相应的连接管道组成。管道中的冷却剂（一回路水）主循环泵的驱动下流过核反应堆，吸收由链式裂变反应产生的热量，然后进入蒸汽发生器，把热量传给在管外流过的二回路水，使其变成蒸汽，利用蒸汽推动汽轮发电机发电。
什么是核电站？
核电站就是利用一座或若干座动力反应堆所产生的热能来发电或发电兼供热的动力设施。它与我们常见的火力发电厂一样，都用蒸汽推动汽轮机旋转，带动发电机发电。它们的主要不同在于蒸汽供应系统。火电厂依靠燃烧化石燃料（煤、石油或天然气）释放的化学能制造蒸汽，核电站则依靠核燃料的核裂变反应释放的核能来制造蒸汽。